文章核心观点 - 贵州省电力市场化改革历经十年取得显著成效 市场化交易电量从2015年的174亿千瓦时跃升至2025年的988.04亿千瓦时 十年增长4.7倍 累计交易电量超6900亿千瓦时 标志着电力从计划调配的“产品”转变为市场配置的“商品” 构建起多层次、广覆盖、高效能的“立体电力市场” [1] 交易品种：从单一到多元生态 - 交易品种实现从单一到多元的系统性突破 形成“全周期、多品种、高频率”的智慧交易生态 [2][3] - 交易周期实现全覆盖 涵盖多年、年度、多月、月度、周度及日前和实时现货 2025年4月起中长期市场按工作日连续开市 [3] - 交易品种多样化 在传统电能量交易基础上 推出绿色电力、辅助服务、需求响应等新品种 [3] - 交易方式灵活化 包括双边协商、集中竞价、挂牌、竞拍等多种方式并行 [3] - 创新市场主体不断涌现 2025年3月完成全省首份独立储能中长期交易 储能成为独立市场主体 2025年8月省内2家虚拟电厂参与填谷需求响应并实现商业化运行 [2][3] 交易规模：从量变到质变 - 绿色电力交易实现跨越式增长 从2022年0.313亿千瓦时的“零的突破” 跃升至2025年的104.69亿千瓦时 四年间增长超300倍 [4] - 市场化交易规模持续扩大 十年间市场化交易电量从174亿千瓦时跃升至近千亿千瓦时 占省内售电量比重超六成 [6] - 市场主体数量大幅增加且结构优化 市场化交易用户从498家增长至8500家 注册市场主体总数超1.1万家 市场结构从大型工业用户主导转变为大、中、小微企业共同参与 [6] - 绿电交易生态效益显著 截至目前已为贵州减少二氧化碳排放超370万吨 供给侧有172家新能源企业入市 需求侧从龙头企业延伸至社会品牌活动 [5] 交易范围：从省内到全域互联 - 跨省电力交易实现常态化 2025年7月贵州大龙电厂1机组电力转供湖南 标志着“黔电送湘”由临时支援转向跨电网经营区常态化交易 与湖南、重庆等周边省份已建立常态化交易机制 [6] - 作为“西电东送”南部通道关键枢纽长期支撑粤港澳大湾区 2016年以来“黔电送粤”累计送电量近4000亿千瓦时 “十四五”期间约达1900亿千瓦时 [7] - 积极融入全国统一电力市场建设 2025年6月贵州电力现货市场启动连续结算试运行 实现了与广东、广西、云南、海南等省在规则、机制与运营上的协同 按计划南方区域电力市场将于2026年转入正式运行 [7]

核心观点 - 国网河南省电力公司成功应对本轮大范围雨雪冰冻天气，通过大规模人力物力投入和多项技术与管理措施，确保了河南电网整体运行平稳，保障了经济社会发展和民生供电安全可靠 [1] 电网运行与保障措施 - 为应对本轮雨雪冰冻天气，公司累计出动巡视、除冰等作业人员超1万人、车辆2742台，并投入应急发电车31台、应急发电机598台、无人机116台 [1] - 公司加强气象监测预警，组织基层单位做好灾害预防与电力保供工作 [1] - 公司通过合理调整电网运行方式，锚定民生用电保障，针对供水、供热、医院、学校等重要客户，提升重点设备巡视频率和红外测温密度，并提醒客户做好应急电源准备，确保民生用电"不断档" [1] 技术应用与应急处置 - 公司利用直流融冰等方式，成功对±800千伏陕武特高压直流线路河南段、500千伏汉郑线开展除冰、融冰作业，保障了线路安全稳定运行 [1] - 国网河南直流中心对特高压南阳站、中州站、豫南站及灵宝站的充油设备关键数据进行防寒防冻监测与比对分析，及时消除隐患 [1] - 公司通过应急演练强化了人员协同处置能力 [1] 天气影响与负荷情况 - 1月19日至20日，河南大部地区迎来今冬第二轮雨雪冰冻天气，多地暴雪、局部大暴雪 [1] - 受天气影响，采暖等用电负荷持续上升，电网运行经受考验 [1]

文章核心观点 - 中国在“十四五”圆满收官后，于“十五五”开局之年（2026年）将通过实施扩大内需战略、纵深推进全国统一大市场建设、加快培育新质生产力以及系统推动绿色低碳转型等关键举措，扎实推动经济高质量发展 [1] 绿色转型加速跑 - “十五五”时期是中国实现碳达峰目标的决战阶段，2026年绿色发展将驶入“快车道” [3] - 中国已建成全球最大的可再生能源体系、最完整的新能源产业链，实现了全球最快的新能源汽车普及，并成为全球能耗强度、碳强度下降幅度最大的国家之一 [3] - 2026年将围绕四个核心抓手展开绿色转型工作 [3] - 加快能源转型：以更大力度发展非化石能源，加快建设新型电力系统，提升电网调节能力，发展绿电直供，扩大绿电消纳规模，提高非化石能源消费比重，推动新增清洁能源发电量逐步覆盖全社会新增用电需求，同时加快推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源 [3] - 推动产业升级：一手做“加法”，大力发展绿色低碳产业，推动重点行业节能降碳改造和煤炭清洁替代，建设零碳园区、零碳工厂；一手做“减法”，强化标准约束，加快淘汰落后低效产能，坚决遏制“两高”项目盲目发展 [4] - 强化全面节约：深入实施全面节约战略，加强各类资源全链条管理和全过程节约，大力发展循环经济，倡导绿色低碳生活，推广绿色低碳产品 [4] - 科学开展考核：全面实施碳排放总量和强度双控，建立健全碳达峰碳中和综合评价考核、行业碳管控和产品碳足迹等制度，完善激励约束政策，充分发挥市场机制作用 [4] “两新”效能持续放大 - 推动大规模设备更新和消费品以旧换新（“两新”）是扩大内需、促进经济转型升级、惠及民生的重要举措 [6] - 2025年，“两新”政策带动了超过1万亿元的设备投资和2.6万亿元的商品消费，并累计形成年节能量超过6900万吨标准煤，减少碳排放超过1.7亿吨 [8] - 2026年，“两新”政策将进行“优化升级”，首批625亿元超长期特别国债支持资金已下达 [8] - 设备更新方面：将“降门槛、严把关、强监管”，进一步降低申报项目投资门槛，加大对中小微企业支持，细化审核标准，规范设备淘汰处置，完善闭环管理制度 [8] - 消费品以旧换新方面：将着力“优化资金分配、统一补贴标准、均衡使用资金、打击违法行为”，对汽车、家电、数码产品等执行全国统一补贴标准，按季度分批次下达资金，建立补贴预拨制度，同时严厉打击骗补套补等违法行为 [8] - “两新”政策正驱动制造业向高端、智能、绿色方向升级，加速废旧物资循环利用体系完善，形成促消费、提产业、惠民生、降排放的良性循环 [9] 全国统一大市场建设纵深推进 - 建设全国统一大市场是拆除地方保护和市场分割“隐形墙”、让商品和要素自由高效流动的关键，2026年改革将进入啃“硬骨头”时期 [11] - 全国统一大市场建设已初见成效：社会共识显著增强，市场基础制度不断健全，对集聚资源、推动增长、激励创新、扩大内需、促进竞争的作用日益增强 [11] - 2025年1至11月，全国省际贸易销售额占全国销售收入的比重达41.1%，同比提高0.8个百分点；跨省区交易电量占全国市场化交易电量的比重为24%，同比提高1个百分点；2025年前三季度，社会物流总费用与GDP的比率为14%，同比下降0.1个百分点，这“两升一降”反映了资源在更大市场范围内优化配置 [12] - 下一步改革将更加注重制度的“刚性”和突破的“深度” [12] - 制度建设上向纵深推进：构建“一个条例、两张清单、三项制度”框架，研究制定全国统一大市场建设条例，制定出台妨碍建设事项清单和招商引资清单，完善统计、财税、考核三项制度 [12] - 赋能高质量发展上向纵深推进：落实“五统一、一开放”基本要求，推动电力、交通运输、技术、数据四大领域统一市场率先突破，出台一批含金量高的政策举措 [13] - 破除顽瘴痼疾上向纵深推进：聚焦企业低价无序竞争、地方政府采购招标、招商引资等重点问题，健全问题发现、线索核实、督促整改、约谈通报四项工作机制，坚决破除阻碍统一大市场建设的堵点卡点 [13][14]

云南普洱片区电力外送与电网建设 - 截至1月19日，云南普洱片区今年累计外送电量达到22.94亿千瓦时，同比大幅增长60.76% [1] - 2025年该地区外送电量首次突破500亿千瓦时，创下历史新高 [1] - 电网投资建设成效稳步提升，在新能源高效消纳和跨区域电力资源优化配置方面取得新进展 [1] 电网投资与基础设施建设 - “十四五”期间，南方电网云南普洱供电局积极扩大有效投资，投资金额是“十三五”期间的1.6倍 [1] - 完成76个主网项目与2291个配网项目建设 [1] - 新建10千伏线路超过3000千米，解决32座35千伏变电站重过载问题，配电自动化有效覆盖率达到100% [1] 服务模式与市场拓展 - 公司围绕口岸向境外供电的特殊需求，加强与境外电力公司和用电企业的沟通 [1] - 开展“一站式”用电服务模式，主动协调解决境外客户用电困难 [1] - 着眼长远完善电网主干网架与配网末梢结构，全力将普洱绿色清洁电力输送至东部省区 [1]

文章核心观点 - 中国抽水蓄能产业在“十四五”期间实现了跨越式发展，装机容量从3100万千瓦跃升至6600万千瓦，翻了一番，其战略定位已从电力系统的“奢侈品”转变为构建新型电力系统不可或缺的“稳定器”和“调节器”[1] 行业发展与战略地位 - 战略地位发生历史性提升，从“锦上添花”的调节手段转变为应对新能源爆发和“双碳”目标的“必需品”[2][3] - 国家规划蓝图清晰，2021年发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出到2030年投产总规模达到1.2亿千瓦左右，规划重点实施项目340个，总装机容量约4.2亿千瓦[3] - 核准与建设全面提速，2021年核准项目11个，装机1380万千瓦，为历年最多；2022年新核准项目48个，装机6890万千瓦，超过“十三五”时期全部核准规模，同年新投产880万千瓦创历史新高[4] - 投资主体多元化，从以电网企业为主扩展到发电企业、地方投资平台、电力建设企业等，社会资本参与热情高涨[4] - 布局实现战略性调整，项目由东向西规模发展，覆盖全国主要电力负荷中心和新能源基地的网络加速形成[4][5] 技术创新与产业链升级 - 产业完成从“跟跑”到“领跑”的跨越，装机规模增长的同时实现了深刻的技术革命与产业链升级[6][7] - 攻克大型变速机组核心技术，2025年7月，国家首台（套）重大技术装备——肇庆浪江300兆瓦变速抽水蓄能机组交流励磁系统成功下线，其容量达到传统机组的10倍以上，满足了变速机组对控制精度和输出能力的严苛要求[7] - 高水头机组技术达到世界领先水平，2025年末，浙江天台抽水蓄能电站首台机组投产，其724米的额定水头在全球抽蓄电站中位居第一[1][8] - 智能建造技术广泛应用，物联网、人工智能、数字孪生等技术重塑水电工程，例如安徽宁国抽水蓄能电站的“数字中枢”可实时掌握大坝填筑细节，黑龙江尚志抽水蓄能电站的“数字孪生”系统使复杂地下洞室交通效率提升30%[8][9] 市场机制与运营格局 - 政策体系不断完善，2021年国家发改委明确抽水蓄能两部制电价政策，并于两年后正式落地，为行业提供了稳定的收益预期[10][11] - 市场化改革成效明显，2024年全国新核准的25个项目中，约一半引入了非传统电力投资主体[12] - 法律与管理办法为发展提供保障，2025年1月施行的《中华人民共和国能源法》首次以国家法律形式明确积极开发建设抽水蓄能的方针，随后印发的《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》明确了“国家定规模、地方定项目”的规划管理思路[12] - 抽水蓄能积极参与电力市场交易，地方试点模式多样，如山东、广东采用“报量报价”，山西实行“报量不报价”，福建有电站试点参与辅助服务市场[13] - 市场化运营展现增收潜力，以广东梅州抽水蓄能电站一期为例，自2024年10月参与电力现货市场采用“报量报价”模式后，单月估算增收约2872.8万元，对全年收入增长贡献明显[13]

项目概况 - 北京产权交易所于2026年1月16日披露了“华能石岛湾核电开发有限公司20%股权”的产权转让信息 [1] - 项目转让底价为152,368.934万元人民币，信息披露期自2026年1月16日起不少于20个工作日，至2026年2月13日结束 [1] - 转让方为华能国际电力开发公司，其拟转让所持有的华能石岛湾核电开发有限公司20%股权 [2] 标的企业股权结构 - 转让前，华能石岛湾核电开发有限公司的股权结构为：华能核电开发有限公司持股30%，国家核电技术有限公司持股25%，华能国际电力股份有限公司持股22.5%，华能国际电力开发公司持股22.5% [1] - 本次转让完成后，转让方华能国际电力开发公司的持股比例将由22.5%降至2.5% [1][2] 标的企业财务数据 - 截至2025年10月31日，华能石岛湾核电开发有限公司资产总计为2,119,389.26万元，负债总计为1,480,488.02万元，所有者权益为638,901.24万元 [2] - 2025年1月1日至10月31日期间，公司实现营业利润6,200.05万元，实现净利润4,650.03万元 [2]

粤港澳大湾区经济与能源电力概况 - 粤港澳大湾区2024年经济总量达14.79万亿元人民币，规模已与东京湾区并列全球第一梯队[1] - 高密度经济活动与庞大人口基数直接驱动区域能源电力需求增长，能源结构转型加快[1] 大湾区能源电力发展成效 - 用电量持续增长：2024年大湾区全社会用电量达6962亿千瓦时，较2020年增长761亿千瓦时，年均增长率5.1%[2] - 能源效率领先：能源消费总量和人均能耗攀升，但单位GDP能耗持续降低，能源利用效率居全国领先水平[2] - 未来需求预测：预计“十四五”末期大湾区全社会用电量将增至7500亿千瓦时，人均能源消费维持4.3吨标准煤水平[2] - 清洁能源装机占比高：截至2024年底，大湾区电源总装机容量13606万千瓦，清洁能源装机占比达76.8%，较2020年增长近20%[2] - 光伏与海上风电领先：光伏装机在总装机中占比率先突破15%，增速迅猛；广东海上风电总装机1198万千瓦，跃居全国第一[2] - 终端电气化加速：截至2024年7月，大湾区电动汽车保有量突破70万辆，广东城市公交电动化率达98.6%[3] - 低碳试点推进：深圳启动近零碳排放区试点，推出19个近零碳示范园区；南沙打造零碳新能源汽车充电站，全年供应绿电260万千瓦时[3] 大湾区能源电力发展挑战 - 能源对外依存度高：大湾区负荷中心与低自有能源产量并存，煤、油、气供应以外部调入为主[4] - 电力供应存在空间错位：区内电源发电量仅占全社会用电量的55.9%，广州、深圳等核心负荷中心本地电源支撑薄弱，主要依赖外部送电[4] - 跨区域能源输运通道待强化：粤港澳三地油气管网、电网互联互通不够紧密，港澳成品油运输仍以水陆为主，天然气基础设施难以满足多气源输送需求[4] - 电网建设滞后：电网工程建设投运滞后于电源项目，源网协调难度加大，影响能源安全供应和抗风险能力[4] - 市场与价格机制待完善：容量市场和辅助服务市场发展不完善，影响电源侧投资回报和系统调节资源优化[5] - 资源配置经济性不足：新能源大规模入市政策对区域市场和价格机制带来影响，价格信号引导作用受限[5] 大湾区能源电力发展趋势 - “十五五”为碳达峰决胜期：预计到2028年，港澳地区能源电力碳排放率先达峰，新型电力系统基本形成[6] - 长期减排目标：到2035年，大湾区总碳排放较峰值水平下降超10%，非化石能源消费占比接近50%，风电、光伏等新能源消费占比位列世界四大湾区之首[6] - 碳中和远景：到2060年，新型电力系统全面建成，新型能源体系全面建立[6] - 供给绿色化：形成“外引内产”深度清洁化格局，预计“十五五”期间大湾区用电量将超万亿千瓦时，清洁能源装机占比逾90%[6] - 利用智能化：推动能源全系统与人工智能深度融合，培育“AI+”应用场景，并推动“算力—绿电”协同发展[7] - 要素融合化：通过智能微网、虚拟电厂等新业态优化能源配置，深圳将联合广州、东莞共建国内首个“湾区虚拟电厂联盟”[7] 大湾区能源电力发展建议 - 优化能源结构：充分挖掘海洋能等深远海资源，加快南海油气增储上产；推动海上风电集约化发展，有序推进沿海核电；加大藏东南等区外清洁电力引入，完善输电通道[8] - 推动能源融合：拓展以电为主的综合能源服务，引导新能源非电利用，形成电、氢、热多元转化路径；衔接绿色算力枢纽，推动碳市场建设，促进电算协同、电碳耦合[9] - 完善协同机制：探索多品类能源联合调度与市场交易，完善天然气、海洋能等价格形成机制；加强送电通道建设，延伸区域电力市场至港澳，加快融入全国统一电力市场；依托广东碳市场基础，链接港澳行业，打通三地绿色权益流通渠道[9]

责任编辑：江蓬新 为持续推动能源绿色低碳转型、大力支持南方区域海上风电发展，近日，南方能源监管局组织开展了 2025年南方区域海上风电并网和消纳情况专题调研。 下一步，南方能源监管局将紧扣政策要求，强化监管服务，推动优化海域资源利用与产业链协同，助力 南方区域海上风电规模化、高质量发展，为经济社会绿色低碳转型提供更加可靠、更高比例的绿色能源 保障。（汪彦丞） 此次调研聚焦海上风电集群化开发、送出工程建设及通道共享、海上风电消纳等重点内容，南方能源监 管局主要负责人带队实地走访粤桂琼沿海海上风电项目及产业链企业，重点了解项目建设进度、并网和 消纳保障情况及"风电+海洋牧场"等融合模式创新成效，摸清工程建设、项目并网、送出消纳等各环节 存在的问题，专题开展座谈研究，强化电网公平开放等监管，着力推动解决项目遇到的困难，推动监管 辖区海上风电并网投运取得新成效、新突破。 ...

要高标准开展抽水蓄能建设安全质量集中整治工作。要切实提升全员对整治工作重要性和紧迫性的认 知，压实领导责任，实行一把手负责制，明确各层级责任，要全面开展隐患排查，聚焦危大（超危大） 工程隐蔽工程，实行销号管理，要保持监管高压态势，坚持"零容忍"原则，严厉查处违法违章行为，形 成强大震慑。 会上，国网新源集团有限公司湖南分公司、湖南攸县抽水蓄能有限公司两家电力企业代表作交流发言。 （卢毅） 责任编辑：江蓬新 要压实企业第一责任人责任。坚持"领导抓、抓领导，反复抓、抓反复，重点抓、抓重点"，领导带头找 问题、查隐患、排风险，从管理上解决问题。 要强化施工建设全过程安全管理。要将风险预控和隐患排查治理贯穿于规划、设计、施工、运维全过 程，加大违章行为的曝光和惩处力度，营造"不敢违、不能违、不想违"的安全氛围，要在人防、技防、 物防上发力，提升本质安全管理水平。 要强化工程质量全链条管理。聚焦大型地下洞室群开挖支护、高水头压力钢管制作安装、高边坡治理、 大坝填筑等技术难度大、质量要求高的关键工序，强化地质超前预报，采用"短进尺、弱爆破、强支 护、勤量测"的原则，建立完善的监控量测系统，严禁未经科学论证而压缩工期、降低 ...

文章核心观点 - 云南省首批老旧风电场改造升级项目获得核准批复，标志着该省新能源高质量发展进入新阶段 [1] - 监管机构通过服务与督导，推动企业加快实施改造，旨在提升效率、保障供应并助力双碳目标 [1] 项目概况与进展 - 项目涉及大唐云南发电有限公司旗下的罗平山、骑龙山、丰乐三个老旧风电场 [1] - 三个项目已作为云南省首批风电场改造升级项目顺利取得核准批复 [1] - 项目被纳入国家2025年风电场改造升级和退役实施方案的重点项目 [1] 改造升级效益 - 总装机容量将从14万千瓦大幅增至39万千瓦，增长约178% [1] - 预计改造后年均发电量将超过11亿千瓦时 [1] - 预计每年可减少二氧化碳排放量约34万吨 [1] - 将有效提升发电效率和土地利用率 [1] - 将显著增强风电机组安全运行可靠性 [1] - 将进一步提高区域电力供应保障能力 [1] 行业监管与政策导向 - 云南能源监管办寓监管于服务，通过现场走访、调研座谈等方式持续督导项目进展 [1] - 下一步将在公平自愿、先进高效、生态优先、确保安全的前提下，积极推动辖区老旧风电场改造升级工作 [1] - 目标是促进风电行业持续健康发展，保障云南能源电力安全稳定可靠供应 [1]